CN113622901B - 页岩油储层品质分析方法、装置、设备及介质 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种页岩油储层品质分析方法、装置、设备及介质，方法包括：获取压裂试油井段的产能数据、核磁共振测井数据、阵列声波测井数据以及密度测井数据；根据预设产能级别信息对试油井段的产能数据进行分类确定压裂试油井段的产能级别；根据核磁共振测井数据确定压裂试油井段的孔隙结构特征数据；根据阵列声波测井数据和密度测井数据确定岩石力学特征数据；根据压裂试油井段的产能级别、孔隙结构特征数据以及岩石力学特征数据确定页岩油储层品质分类图版；根据待测井段的孔隙结构特征数据、岩石力学特征数据及所述的页岩油储层品质分类图版对待测井段进行储层品质分析。对页岩油储层品质进行有效分析，为寻找优质可动用甜点资源提供技术支撑。
Description
技术领域
本发明涉及测井技术，具体的讲是一种页岩油储层品质分析方法、装置、设备及介质。
背景技术
页岩油是重要的非常规油气资源，是指赋存于富有机质页岩层系中的石油，包括页岩孔隙和裂缝中的石油，以及碎屑岩或碳酸盐岩邻层和夹层中的石油。
我国页岩油资源主要分布于陆相地层。由于地层岩性及润湿性特征复杂，如何利用各类测井资料连续评价页岩油储层品质优劣进而寻找可动用甜点资源，成为摆在勘探家面前的一道迫切需要解决的难点问题。
发明内容
为对页岩油储层品质进行分析，本发明实施例中提供了一种页岩油储层品质分析方法，能够至少部分地解决现有技术中存在的问题，本发明的页岩油储层品质分析方法包括：
根据预设的产能级别信息对获取的试油井段的产能数据进行分类确定压裂试油井段的产能级别；
根据获取的核磁共振测井数据确定压裂试油井段的孔隙结构特征数据；
根据获取的阵列声波测井数据和密度测井数据确定压裂试油井段的岩石力学特征数据；
根据所述压裂试油井段的产能级别、孔隙结构特征数据以及岩石力学特征数据确定页岩油储层品质分类图版；
根据待测井段的孔隙结构特征数据、岩石力学特征数据及所述的页岩油储层品质分类图版对待测井段进行储层品质分析。
本发明实施例中，所述的根据预设的产能级别信息对获取的试油井段的产能数据进行分类确定压裂试油井段的产能级别包括：
根据产能数据中的射孔厚度、日产油量确定压裂试油井段的每米日产油量；
根据预设的产能级别信息和确定的井段的每米日产油量确定压裂石油井段的产能级别。
本发明实施例中，所述的根据获取的核磁共振测井数据确定压裂试油井段的孔隙结构特征数据包括：
根据核磁共振测井数据确定地层总孔隙度；
根据核磁共振测井数据中的T2谱确定大于预设阈值尺寸的孔隙组分的相对含量；
根据地层总孔隙度与大于预设阈值尺寸的孔隙组分的相对含量的乘积确定孔隙结构特征数据。
本发明实施例中，所述的岩石力学特征数据为垂直方向的杨氏模量与垂直方向泊松比的比值乘以孔隙压力系数。
本发明实施例中，所述的根据获取的阵列声波测井数据和密度测井数据确定压裂试油井段的岩石力学特征数据包括：
根据地层上覆压力、正常实压条件下的孔隙压力、正常实压条件下的声波时差、声波时差测量值、伊顿系数以及伊顿指数确定当前深度的孔隙压力；
根据当前深度的静水压力和所述当前深度的孔隙压力确定孔隙压力系数；
根据阵列声波和密度测井数据确定垂直方向的杨氏模量、垂直方向泊松比；
根据所述孔隙压力系数、垂直方向的杨氏模量及垂直方向泊松比确定压裂试油井段的岩石力学特征数据。
本发明实施例中，所述的根据所述压裂试油井段的产能级别、孔隙结构特征数据以及岩石力学特征数据确定页岩油储层品质分类图版包括：
建立以孔隙结构特征数据和岩石力学特征数据为参考的坐标系；
根据所述压裂试油井段的产能级别、孔隙结构特征数据以及岩石力学特征数据确定压裂试油井段的产能级别在所述坐标系中的分布，以生成页岩油储层品质分类图版。
本发明实施例中，所述的根据待测井段的孔隙结构特征数据、岩石力学特征数据及所述的页岩油储层品质分类图版对待测井段进行储层品质分析包括：
根据待测井段的核磁共振测井数据、阵列声波测井数据以及密度测井数据确定待测井段的孔隙结构特征数据、岩石力学特征数据；
根据所述待测井段的孔隙结构特征数据、岩石力学特征数据确定待测井段在所述页岩油储层品质分类图版的分布进行储层品质分析。
同时，本发明实施例还提供一种页岩油储层品质分析装置，包括：
产能级别分类模块，用于根据预设的产能级别信息对获取的试油井段的产能数据进行分类确定压裂试油井段的产能级别；
孔隙结构特征确定模块，用于根据获取的核磁共振测井数据确定压裂试油井段的孔隙结构特征数据；
力学特征确定模块，用于根据获取的阵列声波测井数据和密度测井数据确定压裂试油井段的岩石力学特征数据；
图版确定模块，用于根据所述压裂试油井段的产能级别、孔隙结构特征数据以及岩石力学特征数据确定页岩油储层品质分类图版；
分析模块，用于根据待测井段的孔隙结构特征数据、岩石力学特征数据及所述的页岩油储层品质分类图版对待测井段进行储层品质分析。
所述的产能级别分类模块包括：
日产油量确定单元，用于根据产能数据中的射孔厚度、日产油量确定压裂试油井段的每米日产油量；
级别确定单元，用于根据预设的产能级别信息和确定的井段的每米日产油量确定压裂试油井段的产能级别。
本发明实施例中，所述的孔隙结构特征确定模块包括：
孔隙度确定单元，用于根据核磁共振测井数据确定地层总孔隙度；
组分含量确定单元，用于根据核磁共振测井数据中的T2谱确定大于预设阈值尺寸的孔隙组分的相对含量；
特征确定单元，用于根据地层总孔隙度与大于预设阈值尺寸的孔隙组分的相对含量的乘积确定孔隙结构特征数据。
本发明实施例中，所述的岩石力学特征数据为垂直方向的杨氏模量与垂直方向泊松比的比值乘以孔隙压力系数。
本发明实施例中，所述的力学特征确定模块包括：
孔隙压力确定单元，用于根据地层上覆压力、正常实压条件下的孔隙压力、正常实压条件下的声波时差、声波时差测量值、伊顿系数以及伊顿指数确定当前深度的孔隙压力；
孔隙压力系数确定单元，用于根据当前深度的静水压力和所述当前深度的孔隙压力确定孔隙压力系数；
模量泊松比确定单元，用于根据阵列声波和密度测井数据确定垂直方向的杨氏模量、垂直方向泊松比；
力学特征数据确定单元，用于根据所述孔隙压力系数、垂直方向的杨氏模量及垂直方向泊松比确定压裂试油井段的岩石力学特征数据。
本发明实施例中，所述的图版确定模块包括：
坐标系建立单元，用于建立以孔隙结构特征数据和岩石力学特征数据为参考的坐标系；
图版生成单元，用于根据所述压裂试油井段的产能级别、孔隙结构特征数据以及岩石力学特征数据确定压裂试油井段的产能级别在所述坐标系中的分布，以生成页岩油储层品质分类图版。
本发明实施例中，所述的分析模块包括：
待测井段数据确定单元，用于根据待测井段的核磁共振测井数据、阵列声波测井数据以及密度测井数据确定待测井段的孔隙结构特征数据、岩石力学特征数据；
分布确定单元，用于根据所述待测井段的孔隙结构特征数据、岩石力学特征数据确定待测井段在所述页岩油储层品质分类图版的分布进行储层品质分析。
同时，本发明还提供一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，处理器执行计算机程序时实现上述方法。
同时，本发明还提供一种计算机可读存储介质，计算机可读存储介质存储有执行上述方法的计算机程序。
以压裂试油结果为依据，通过分析不同产能级别的页岩油地层的孔隙结构特征及岩石力学特征，为寻找优质可动用甜点资源提供了技术支撑。
为让本发明的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举较佳实施例，并配合所附图式，作详细说明如下。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明提供的页岩油储层品质分析方法的流程图；
图2为本发明实施例中A井段孔隙结构及岩石力学参数测井分析成果图；
图3为本发明实施例中B井段孔隙结构及岩石力学参数测井分析成果图；
图4为本发明实施例中页岩油储层品质分类图版；
图5为本发明实施例中C井段孔隙结构及岩石力学参数测井分析成果图；
图6为本发明实施例中包含新井压裂试油层段特征点的页岩油储层品质分类图版；
图7为本发明提供的页岩油储层品质分析装置的框图；
图8为本发明实施例中提供的电子设备的示意图。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
如图1所示，为本发明提供的页岩油储层品质分析方法的流程图，该方法包括：
获取压裂试油井段的产能数据、核磁共振测井数据、阵列声波测井数据以及密度测井数据步骤S101，根据预设的产能级别信息对试油井段的产能数据进行分类确定压裂试油井段的产能级别；
步骤S102，根据核磁共振测井数据确定压裂试油井段的孔隙结构特征数据；
步骤S103，根据阵列声波测井数据和密度测井数据确定压裂试油井段的岩石力学特征数据；
步骤S104，根据压裂试油井段的产能级别、孔隙结构特征数据以及岩石力学特征数据确定页岩油储层品质分类图版；
步骤S105，根据待测井段的孔隙结构特征数据、岩石力学特征数据及所述的页岩油储层品质分类图版对待测井段进行储层品质评价分析。
其中，上述中的压裂试油井段的产能数据、核磁共振测井数据、阵列声波测井数据以及密度测井数据可预先获取全部上述涉及的数据，也可以在各步骤中分别获取所涉及的数据。
本发明提供的页岩油储层品质评价方法，以压裂试油结果为依据，通过分析不同产能级别的页岩油地层的孔隙结构特征及岩石力学特征，建立了一种综合利用核磁测井、阵列声波测井资料及常规测井资料评价、分析页岩油储层品质优劣的方法，该方法能够有效解决页岩油甜点分类问题，为寻找优质可动用甜点资源提供了重要技术支撑。
本发明一实施例中，步骤S101中根据预设的产能级别信息对试油井段的产能数据进行分类确定压裂试油井段的产能级别包括：
根据产能数据中的射孔厚度、日产油量确定压裂试油井段的每米日产油量；即在液量、加砂量、压裂施工方式等信息相同或相近的条件下，根据试油产量大小及射孔厚度，对储层产能级别进行划分。
根据预设的产能级别信息和确定的井段的每米日产油量确定压裂石油井段的产能级别。
本发明一实施例中，将产能级别划分为两种类型，在液量、加砂量、压裂施工方式等信息相近的条件下，根据试油产量大小及射孔厚度，将储层产能级别划分为两种类型。I类层，压裂试油效果好，每米日产油量大于某一定值；II类层，压裂试油效果差，压裂试油为低产或无效层，每米日产油量小于该定值。
步骤S102，根据所述核磁共振测井数据确定压裂试油井段的孔隙结构特征数据包括：
根据核磁共振测井数据确定地层总孔隙度；
根据核磁共振测井数据中的T2谱确定大于预设阈值尺寸的孔隙组分的相对含量；
根据地层总孔隙度与大于预设阈值尺寸的孔隙组分的相对含量的乘积确定孔隙结构特征数据。
对本领域技术人员而言，其它可以确定孔隙结构特征参数的方法均应包含在本发明的权利要求范围中，并不以此为限，本实施例中仅以根据地层总孔隙度与大于预设阈值尺寸的孔隙组分的相对含量的乘积确定孔隙结构特征数据为例进行说明。
利用核磁共振测井资料评价各压裂井段的孔隙结构特征是指，根据核磁共振测井T2谱，提取反映压裂试油井段孔隙结构优劣的特征参数，本实施例中提供的孔隙结构特征参数包括但不限于中大尺寸孔隙组分的相对含量。
利用如下公式计算中大尺寸孔隙组分的相对含量：
式中，PML为中大尺寸孔隙组分的相对含量，％；
n为区分中大尺寸与小尺寸孔隙组分的横向弛豫时间所对应的弛豫时间序列号；
N为横向弛豫时间序列的总数；
Pi为核磁共振T2谱的与第i个弛豫时间分量相对应的幅度值；
Pj为核磁共振T2谱的与第j个弛豫时间分量相对应的幅度值；
本发明一实施例中，步骤S103中根据阵列声波测井数据和密度测井数据确定压裂试油井段的岩石力学特征数据包括：
根据地层上覆压力、正常实压条件下的孔隙压力、正常实压条件下的声波时差、声波时差测量值、伊顿系数以及伊顿指数确定当前深度的孔隙压力；
根据当前深度的静水压力和所述当前深度的孔隙压力确定孔隙压力系数；
根据阵列声波和密度测井数据确定垂直方向的杨氏模量、垂直方向泊松比；
根据孔隙压力系数、垂直方向的杨氏模量及垂直方向泊松比确定压裂试油井段的岩石力学特征数据。
对本领域技术人员而言，其它可以确定岩石力学特征参数的方法均应包含在本发明的权利要求范围中，并不以此为限，本实施例中仅以孔隙压力系数、垂直方向的杨氏模量与垂直方向泊松比来确定岩石力学特征数据为例进行说明。
本发明一实施例中，利用阵列声波及密度测井数据(资料)评价、分析压裂井段的孔隙压力系数、水平及垂直方向的杨氏模量和泊松比、垂直方向的杨氏模量与泊松比的比值等岩石力学参数。
其中，孔隙压力系数的计算公式为：
式中，k为孔隙压力系数；
Pp为孔隙压力，MPa；
Po为静水压力，MPa；
孔隙压力的计算公式为：
式中，σv为地层上覆地层压力，MPa；
Pnorm为正常压实条件下的孔隙压力，MPa；
Rnorm为正常压实条件下的声波时差，us/m；
R为声波时差测量值，us/m；
α为Eaton系数，n为Eaton指数。
垂直方向的杨氏模量Ev为的计算公式为：
水平方向的杨氏模量Eh为的计算公式为：
垂直方向的泊松比vv的计算公式为：
水平方向的泊松比vh的计算公式为：
式中，C11、C12、C13、C33为地层刚性系数，GPa。
垂直方向的杨氏模量与泊松比的比值为：
本发明实施例中，步骤S104中，根据压裂试油井段的产能级别、孔隙结构特征数据以及岩石力学特征数据确定页岩油储层品质分类图版包括：
建立以孔隙结构特征数据和岩石力学特征数据为参考的坐标系；
根据压裂试油井段的产能级别、孔隙结构特征数据以及岩石力学特征数据确定压裂试油井段的产能级别在所述坐标系中的分布区间，以生成页岩油储层品质分类图版。
本发明一实施例中，统计不同产能级别的压裂井段的总孔隙度、孔隙结构参数及岩石力学参数的变化范围，建立综合考虑孔隙结构及岩石力学特征的页岩油储层品质分类方法。该方法包括但不限于以下分类技术：
本发明一实施例中，以垂直方向杨氏模量与泊松比的比值乘以孔隙压力系数为横坐标，以总孔隙度与中大尺寸孔隙组分相对含量的乘积为纵坐标，将交汇图划分为4个区间。右上区间代表储层物性和孔隙结构好、工程品质也好的区间，I类层主要分布于此；左下区间代表储层物性和孔隙结构差、工程品质也差的区间；左上区间代表储层物性和孔隙结构好、工程品质差的区间；右下区间代表储层物性和孔隙结构差、工程品质好的区间。II类层主要分布于左下、左上和右下区间。
另外，本发明一实施例中，步骤S105，根据待测井段的孔隙结构特征数据、岩石力学特征数据及页岩油储层品质分类图版对待测井段进行储层品质分析包括：
根据待测井段的核磁共振测井数据、阵列声波测井数据以及密度测井数据确定待测井段的孔隙结构特征数据、岩石力学特征数据；
根据所述待测井段的孔隙结构特征数据、岩石力学特征数据确定待测井段在所述页岩油储层品质分类图版的分布区间进行储层品质分析。
本发明一实施例中，可根据前述的确定压裂试油井段的孔隙结构特征数据、岩石力学特征数据的步骤确定待测井段的孔隙结构特征数据、岩石力学特征数据，确定待测井段在页岩油储层品质分类图版中的分布区间，从而对储层品质优劣进行分类。
下面结合具体的数据对本发明的实施方式作进一步详细说明。
本实施例中，对一探区页岩油藏进行分析的步骤包括：
步骤1：收集整理压裂试油资料，统计压裂试油井段产能大小、射孔厚度、压裂液量及加砂量等信息，对产能级别进行分类；
步骤2：利用核磁共振测井资料分析各压裂井段的孔隙结构特征；
步骤3：利用阵列声波及密度测井资料分析各压裂井段的岩石力学特征；
步骤4：基于产能级别分类结果，建立以总孔隙度、孔隙结构参数及岩石力学参数为基本要素的页岩油储层品质分析方法及标准；
步骤5：利用形成的页岩油储层品质分析方法对新井资料进行连续评价分析，结合压裂结果验证方法的有效性。
具体的，步骤1，收集整理该页岩油藏压裂试油资料，统计压裂试油井段产能大小、射孔厚度、压裂液量及加砂量等信息，对产能级别进行分类。
本实施例中，设定I类层每米日产油量大于0.15吨，II类层每米日产油量小于0.15吨。如图2所示的A井段，其射孔厚度为28米，日产油量为7.2吨，每米日产油量0.26吨，为I类层；如图3所示的B井段，其射孔厚度为10米，日产油量为0.39吨，每米日产油量0.039吨，为II类层。
步骤2，利用核磁共振测井资料分析各压裂井段的孔隙结构特征。
本实施例中，提取中大尺寸孔隙组分的相对含量，成果图如图2(压裂井段A)和图3(压裂井段B)的第6道所示。图2射孔段所在深度段地层孔隙结构较好，孔隙度平均值10.58％，中大尺寸孔隙相对含量平均值51％；图3射孔段所在深度段地层孔隙结构较差，孔隙度7.7％，中大尺寸孔隙相对含量30％。
步骤3，利用阵列声波及密度测井资料评价分析各压裂井段的岩石力学特征。
本实施例中，连续深度评价分析压裂井段的孔隙压力系数(k)、水平及垂直方向的杨氏模量和泊松比、垂直方向的杨氏模量与泊松比的比值(EDV)、及脆性指数(BI)等岩石力学参数，成果图见图2和图3的第8至第12道(从左至右)。
步骤4，基于产能级别分类结果，建立以总孔隙度、孔隙结构参数(本实施例中指中大尺寸孔隙的相对含量)及岩石力学参数(本实施例中指垂直方向的杨氏模量与垂直方向的泊松比的比值乘以孔隙压力系数，EDV*k)为基本要素的页岩油储层品质分析方法及标准。
以压裂试油井段试油结果、及其孔隙结构与岩石力学参数测井分析结果为依据，建立的页岩油储层品质分类图版如图4所示(图中数据点包含A、B两个压裂试油井段的特征值)。
图4中，横坐标为垂直方向杨氏模量与泊松比的比值乘以孔隙压力系数(为叙述方便简记为X)，纵坐标为总孔隙度与中大尺寸孔隙组分相对含量的乘积(简记为Y)。本实例中，I类层孔隙结构及岩石力学参数的分布区间为：X大于160且Y大于5；II类层的主要分布区间为：X小于160且Y小于5，或者X大于160且Y小于5。
步骤5，利用形成的页岩油储层品质分析方法对新井资料进行连续分析，结合压裂结果验证方法的有效性。
图5为一口新井在目的层段的综合分析成果图，射孔段所在深度范围内，地层孔隙结构参数(总孔隙度与中大尺寸孔隙组分)及岩石力学参数(垂直方向的杨氏模量与泊松比的比值乘以孔隙压力系数)的特征点位于I类层的区间，如图6中位于I类层的区间的C井段。
压裂结果表明，该井段日产油量6.31吨，累积厚度16米，每米日产油量为0.39吨/米，属于I类层，从而验证了本实施例公开的方法的有效性。
另外，本发明还提供一种页岩油储层品质分析装置，利用获取的压裂试油井段的产能数据、核磁共振测井数据、阵列声波测井数据以及密度测井数据进行页岩油储层品质分析；如图7所示，该装置包括：
产能级别分类模块701，用于根据预设的产能级别信息对所述试油井段的产能数据进行分类确定压裂试油井段的产能级别；
孔隙结构特征确定模块702，用于根据所述核磁共振测井数据确定压裂试油井段的孔隙结构特征数据；其中所述孔隙结构数据为大于预设阈值尺寸的孔隙度；
力学特征确定模块703，用于根据所述的阵列声波测试数据和密度测井数据确定压裂试油井段的岩石力学特征数据；其中，所述的岩石力学特征数据为垂直方向的杨氏模量与垂直方向泊松比的比值乘以孔隙压力系数；
图版确定模块704，用于根据所述压裂试油井段的产能级别、孔隙结构特征数据以及岩石力学特征数据确定页岩油储层品质分类图版；
分析模块705，用于根据待测井段的孔隙结构特征数据、岩石力学特征数据及所述的页岩油储层品质分类图版对待测井段进行储层品质分析。
本发明实施例中，产能级别分类模块701包括：
日产油量确定单元，用于根据产能数据中的射孔厚度、日产油量确定压裂试油井段的每米日产油量；
级别确定单元，用于根据预设的产能级别信息和确定的井段的每米日产油量确定压裂试油井段的产能级别。
本发明实施例中，孔隙结构特征确定模块702包括：
孔隙度确定单元，用于根据核磁共振测井数据确定地层总孔隙度；
组分含量确定单元，用于根据核磁共振测井数据中的T2谱确定大于预设阈值尺寸的孔隙组分的相对含量；
特征确定单元，用于根据地层总孔隙度与大于预设阈值尺寸的孔隙组分的相对含量的乘积确定孔隙结构特征数据。
本发明实施例中，力学特征确定模块703包括：
孔隙压力确定单元，用于根据地层上覆压力、正常实压条件下的孔隙压力、正常实压条件下的声波时差、声波时差测量值、伊顿系数以及伊顿指数确定当前深度的孔隙压力；
孔隙压力系数确定单元，用于根据当前深度的静水压力和所述当前深度的孔隙压力确定孔隙压力系数；
模量泊松比确定单元，用于根据阵列声波和密度测井数据确定垂直方向的杨氏模量、垂直方向泊松比；
力学特征数据确定单元，用于根据所述孔隙压力系数、垂直方向的杨氏模量及垂直方向泊松比确定压裂试油井段的岩石力学特征数据。
本发明实施例中，图版确定模块704包括：
坐标系建立单元，用于建立以孔隙结构特征数据和岩石力学特征数据为参考的坐标系；
图版生成单元，用于根据所述压裂试油井段的产能级别、孔隙结构特征数据以及岩石力学特征数据确定压裂试油井段的产能级别在所述坐标系中的分布区间，以生成页岩油储层品质分类图版。
本发明实施例中，分析模块705包括：
待测井段数据确定单元，用于根据待测井段的核磁共振测井数据、阵列声波测井数据以及密度测井数据确定待测井段的孔隙结构特征数据、岩石力学特征数据；
分布区间确定单元，用于根据所述待测井段的孔隙结构特征数据、岩石力学特征数据确定待测井段在所述页岩油储层品质分类图版的分布区间进行储层品质分析。
对本领域技术人员而言，通过关于上述的方法实施例的描述可清楚获知关于本发明装置的实现方式，即装置的实施方式可以参照上述方法实施例的描述，在此，不再对装置的实施例作赘述。
另外，本发明实施例中，还提供一种电子设备，该电子设备可以是台式计算机、平板电脑及移动终端等，本实施例不限于此。在本实施例中，该电子设备可以参照方法的实施，其内容被合并于此，重复之处不再赘述。
图8为本发明实施例的电子设备600的系统构成的示意框图。如图8所示，该电子设备600可以包括中央处理器100和存储器140；存储器140耦合到中央处理器100。值得注意的是，该图是示例性的；还可以使用其他类型的结构，来补充或代替该结构，以实现电信功能或其他功能。
一实施例中，页岩油储层品质分析功能可以被集成到中央处理器100中。其中，中央处理器100可以被配置为进行如下控制：
获取压裂试油井段的产能数据、核磁共振测井数据、阵列声波测井数据以及密度测井数据；
根据预设的产能级别信息对所述试油井段的产能数据进行分类确定压裂试油井段的产能级别；
根据所述核磁共振测井数据确定压裂试油井段的孔隙结构特征数据；
根据所述的阵列声波测井数据和密度测井数据确定压裂试油井段的岩石力学特征数据；
根据所述压裂试油井段的产能级别、孔隙结构特征数据以及岩石力学特征数据确定页岩油储层品质分类图版；
根据待测井段的孔隙结构特征数据、岩石力学特征数据及所述的页岩油储层品质分类图版对待测井段进行储层品质分析。
其中，根据所述核磁共振测井数据确定压裂试油井段的孔隙结构特征数据包括：
根据核磁共振测井数据确定地层总孔隙度；
根据核磁共振测井数据中的T2谱确定大于预设阈值尺寸的孔隙组分的相对含量；
根据地层总孔隙度与大于预设阈值尺寸的孔隙组分的相对含量的乘积确定孔隙结构特征数据。
所述的岩石力学特征数据为垂直方向的杨氏模量与垂直方向泊松比的比值乘以孔隙压力系数。
在另一个实施方式中，页岩油储层品质分析装置可以与中央处理器100分开配置，例如可以将页岩油储层品质分析装置配置为与中央处理器100连接的芯片，通过中央处理器的控制来实现页岩油储层品质分析功能。
如图8所示，该电子设备600还可以包括：通信模块110、输入单元120、音频处理器130、显示器160、电源170。值得注意的是，电子设备600也并不是必须要包括图8中所示的所有部件；此外，电子设备600还可以包括图8中没有示出的部件，可以参考现有技术。
如图8所示，中央处理器100有时也称为控制器或操作控件，可以包括微处理器或其他处理器装置和/或逻辑装置，该中央处理器100接收输入并控制电子设备600的各个部件的操作。
其中，存储器140，例如可以是缓存器、闪存、硬驱、可移动介质、易失性存储器、非易失性存储器或其它合适装置中的一种或更多种。可储存上述与失败有关的信息，此外还可存储执行有关信息的程序。并且中央处理器100可执行该存储器140存储的该程序，以实现信息存储或处理等。
输入单元120向中央处理器100提供输入。该输入单元120例如为按键或触摸输入装置。电源170用于向电子设备600提供电力。显示器160用于进行图像和文字等显示对象的显示。该显示器例如可为LCD显示器，但并不限于此。
该存储器140可以是固态存储器，例如，只读存储器(ROM)、随机存取存储器(RAM)、SIM卡等。还可以是这样的存储器，其即使在断电时也保存信息，可被选择性地擦除且设有更多数据，该存储器的示例有时被称为EPROM等。存储器140还可以是某种其它类型的装置。存储器140包括缓冲存储器141(有时被称为缓冲器)。存储器140可以包括应用/功能存储部142，该应用/功能存储部142用于存储应用程序和功能程序或用于通过中央处理器100执行电子设备600的操作的流程。
存储器140还可以包括数据存储部143，该数据存储部143用于存储数据，例如联系人、数字数据、图片、声音和/或任何其他由电子设备使用的数据。存储器140的驱动程序存储部144可以包括电子设备的用于通信功能和/或用于执行电子设备的其他功能(如消息传送应用、通讯录应用等)的各种驱动程序。
通信模块110即为经由天线111发送和接收信号的发送机/接收机110。通信模块(发送机/接收机)110耦合到中央处理器100，以提供输入信号和接收输出信号，这可以和常规移动通信终端的情况相同。
基于不同的通信技术，在同一电子设备中，可以设置有多个通信模块110，如蜂窝网络模块、蓝牙模块和/或无线局域网模块等。通信模块(发送机/接收机)110还经由音频处理器130耦合到扬声器131和麦克风132，以经由扬声器131提供音频输出，并接收来自麦克风132的音频输入，从而实现通常的电信功能。音频处理器130可以包括任何合适的缓冲器、解码器、放大器等。另外，音频处理器130还耦合到中央处理器100，从而使得可以通过麦克风132能够在本机上录音，且使得可以通过扬声器131来播放本机上存储的声音。
本发明实施例还提供一种计算机可读程序，其中当在电子设备中执行所述程序时，所述程序使得计算机在所述电子设备中执行如上面实施例所述的页岩油储层品质分析方法。
本发明实施例还提供一种存储有计算机可读程序的存储介质，其中所述计算机可读程序使得计算机在电子设备中执行上面实施例所述的页岩油储层品质分析。
以上参照附图描述了本发明的优选实施方式。这些实施方式的许多特征和优点根据该详细的说明书是清楚的，因此所附权利要求旨在覆盖这些实施方式的落入其真实精神和范围内的所有这些特征和优点。此外，由于本领域的技术人员容易想到很多修改和改变，因此不是要将本发明的实施方式限于所例示和描述的精确结构和操作，而是可以涵盖落入其范围内的所有合适修改和等同物。
本领域内的技术人员应明白，本发明的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本发明可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本发明可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
本发明是参照根据本发明实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
本发明中应用了具体实施例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。
Claims (14)
1.一种页岩油储层品质分析方法，其特征在于，所述的方法包括：
根据预设的产能级别信息对获取的试油井段的产能数据进行分类确定压裂试油井段的产能级别；
根据获取的核磁共振测井数据确定压裂试油井段的孔隙结构特征数据；
根据获取的阵列声波测井数据和密度测井数据确定压裂试油井段的岩石力学特征数据；
根据所述压裂试油井段的产能级别、孔隙结构特征数据以及岩石力学特征数据确定页岩油储层品质分类图版；
根据待测井段的孔隙结构特征数据、岩石力学特征数据及所述的页岩油储层品质分类图版对待测井段进行储层品质分析；所述图版中横坐标为垂直方向杨氏模量与泊松比的比值乘以孔隙压力系数，纵坐标为总孔隙度与中大尺寸孔隙组分相对含量的乘积；
所述的根据获取的核磁共振测井数据确定压裂试油井段的孔隙结构特征数据包括：
根据核磁共振测井数据确定地层总孔隙度；
根据核磁共振测井数据中的T2谱确定大于预设阈值尺寸的孔隙组分的相对含量；
根据地层总孔隙度与大于预设阈值尺寸的孔隙组分的相对含量的乘积确定孔隙结构特征数据。
2.如权利要求1所述的页岩油储层品质分析方法，其特征在于，所述的根据预设的产能级别信息对获取的试油井段的产能数据进行分类确定压裂试油井段的产能级别包括：
根据产能数据中的射孔厚度、日产油量确定压裂试油井段的每米日产油量；
根据预设的产能级别信息和确定的井段的每米日产油量确定压裂试油井段的产能级别。
3.如权利要求1所述的页岩油储层品质分析方法，其特征在于，所述的岩石力学特征数据包括：垂直方向的杨氏模量与垂直方向泊松比的比值、孔隙压力系数、及二者的乘积。
4.如权利要求3所述的页岩油储层品质分析方法，其特征在于，所述的根据获取的阵列声波测井数据和密度测井数据确定压裂试油井段的岩石力学特征数据包括：
根据地层上覆压力、正常实压条件下的孔隙压力、正常实压条件下的声波时差、声波时差测量值、伊顿系数以及伊顿指数确定当前深度的孔隙压力；
根据当前深度的静水压力和所述当前深度的孔隙压力确定孔隙压力系数；
根据阵列声波和密度测井数据确定垂直方向的杨氏模量、垂直方向泊松比；
根据所述孔隙压力系数、垂直方向的杨氏模量及垂直方向泊松比确定压裂试油井段的岩石力学特征数据。
5.如权利要求1所述的页岩油储层品质分析方法，其特征在于，所述的根据所述压裂试油井段的产能级别、孔隙结构特征数据以及岩石力学特征数据确定页岩油储层品质分类图版包括：
建立以孔隙结构特征数据和岩石力学特征数据为参考的坐标系；
根据所述压裂试油井段的产能级别、孔隙结构特征数据以及岩石力学特征数据确定压裂试油井段的产能级别在所述坐标系中的分布，以生成页岩油储层品质分类图版。
6.如权利要求1所述的页岩油储层品质分析方法，其特征在于，所述的根据待测井段的孔隙结构特征数据、岩石力学特征数据及所述的页岩油储层品质分类图版对待测井段进行储层品质分析包括：
根据待测井段的核磁共振测井数据、阵列声波测井数据以及密度测井数据确定待测井段的孔隙结构特征数据、岩石力学特征数据；
根据所述待测井段的孔隙结构特征数据、岩石力学特征数据确定待测井段在所述页岩油储层品质分类图版的分布进行储层品质分析。
7.一种页岩油储层品质分析装置，其特征在于，所述的装置包括：
产能级别分类模块，用于根据预设的产能级别信息对获取的试油井段的产能数据进行分类确定压裂试油井段的产能级别；
孔隙结构特征确定模块，用于根据获取的核磁共振测井数据确定压裂试油井段的孔隙结构特征数据；
力学特征确定模块，用于根据获取的阵列声波测井数据和密度测井数据确定压裂试油井段的岩石力学特征数据；
图版确定模块，用于根据所述压裂试油井段的产能级别、孔隙结构特征数据以及岩石力学特征数据确定页岩油储层品质分类图版；
分析模块，用于根据待测井段的孔隙结构特征数据、岩石力学特征数据及所述的页岩油储层品质分类图版对待测井段进行储层品质分析；所述图版中横坐标为垂直方向杨氏模量与泊松比的比值乘以孔隙压力系数，纵坐标为总孔隙度与中大尺寸孔隙组分相对含量的乘积；
所述的孔隙结构特征确定模块包括：
孔隙度确定单元，用于根据核磁共振测井数据确定地层总孔隙度；
组分含量确定单元，用于根据核磁共振测井数据中的T2谱确定大于预设阈值尺寸的孔隙组分的相对含量；
特征确定单元，用于根据地层总孔隙度与大于预设阈值尺寸的孔隙组分的相对含量的乘积确定孔隙结构特征数据。
8.如权利要求7所述的页岩油储层品质分析装置，其特征在于，所述的产能级别分类模块包括：
日产油量确定单元，用于根据产能数据中的射孔厚度、日产油量确定压裂试油井段的每米日产油量；
级别确定单元，用于根据预设的产能级别信息和确定的井段的每米日产油量确定压裂试油井段的产能级别。
9.如权利要求7所述的页岩油储层品质分析装置，其特征在于，所述的岩石力学特征数据包括：垂直方向的杨氏模量与垂直方向泊松比的比值、孔隙压力系数、及二者的乘积。
10.如权利要求9所述的页岩油储层品质分析装置，其特征在于，所述的力学特征确定模块包括：
孔隙压力确定单元，用于根据地层上覆压力、正常实压条件下的孔隙压力、正常实压条件下的声波时差、声波时差测量值、伊顿系数以及伊顿指数确定当前深度的孔隙压力；
孔隙压力系数确定单元，用于根据当前深度的静水压力和所述当前深度的孔隙压力确定孔隙压力系数；
模量泊松比确定单元，用于根据阵列声波和密度测井数据确定垂直方向的杨氏模量、垂直方向泊松比；
力学特征数据确定单元，用于根据所述孔隙压力系数、垂直方向的杨氏模量及垂直方向泊松比确定压裂试油井段的岩石力学特征数据。
11.如权利要求7所述的页岩油储层品质分析装置，其特征在于，所述的图版确定模块包括：
坐标系建立单元，用于建立以孔隙结构特征数据和岩石力学特征数据为参考的坐标系；
图版生成单元，用于根据所述压裂试油井段的产能级别、孔隙结构特征数据以及岩石力学特征数据确定压裂试油井段的产能级别在所述坐标系中的分布，以生成页岩油储层品质分类图版。
12.如权利要求7所述的页岩油储层品质分析装置，其特征在于，所述的分析模块包括：
待测井段数据确定单元，用于根据待测井段的核磁共振测井数据、阵列声波测井数据以及密度测井数据确定待测井段的孔隙结构特征数据、岩石力学特征数据；
分布确定单元，用于根据所述待测井段的孔隙结构特征数据、岩石力学特征数据确定待测井段在所述页岩油储层品质分类图版的分布以进行储层品质分析。
13.一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述计算机程序时实现权利要求1至6任一项所述方法。
14.一种计算机可读存储介质，其特征在于，所述计算机可读存储介质存储有执行权利要求1至6任一项所述方法的计算机程序。
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